1 .5 Методы увеличения проницаемости призабойной зоны и область их применения

Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотитель­ная способность нагнетательных зависят главным образом от про­ницаемости пород, складывающих продуктивный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем больше производительность или приемистость ее, и наоборот.

Проницаемость пород одного и того же пласта может резко изме­няться в различных его зонах или участках. Иногда при общей хорошей проницаемости пород пласта отдельные скважины вскры­вают зоны с пониженной проницаемостью, в результате чего ухуд­шается приток нефти и газа к ним.

Естественная проницаемость пород под влиянием тех или иных причин также может с течением времени ухудшаться. Так, при закан­чивание скважины бурением, призабойная зона часто загрязняется отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к за­купорке пор пласта и снижению естественной проницаемости пород.

При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в призабойной зоне может резко ухудшиться из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми отложениями, а также глинистыми частицами.

Призабойная зона нагнетательных скважин загрязняется различ­ными механическими примесями, имеющимися в закачиваемой воде (ил, глина, окислы железа и т. п.).

Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удале­ния парафина, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов.

Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон сква­жин можно условно разделить на химические, механические, тепло­вые и физические. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин опре­деляется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных поро­дах. Их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества.

Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещино­ватости.

Тепловые методы воздействия применяются для удаления со сте­нок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон.

Физические методы предназначаются для удаления из призабой­ной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород для нефти.

1.6 Схема процесса, закачки рабочих агентов и сбора продукции при вдог

Метод создания ВДОГ относится к термическим способам извлечения нефти при которых тепло для воздействия на нефтяной пласт получают за счет сжигания наиболее тяжелых компонентов пластовой нефти. Этот метод применим для ме­сторождений с очень тяжелыми малоподвижными нефтями, при разработке которых обычными методами - удается извлечь до 30% от имеющихся запасов. ­

Сущность метода ВДОГ заключается в том, что вначале в призабойной зоне зажигательной (нагнетательной) скважины при помощи различных топливных горелок, электрических на­гревателей или химических реагентов создается мощный очаг горения. После образования очага горения для поддержания процесса горения нефти в скважину с поверхности нагнетают окислитель - воздух, обогащенный кислородом, или кислоро­досодержащую газовую смесь. При непрерывной подаче окислителя начинается движение очага горения в пласте, в направлении к потоку окислителя.

После того как очаг горения получил достаточную стабильность и начал продвигаться по направлению к эксплуатационной скважине, зажигательная скважина становится только нагнетательной и забой ее охлаждается. Глубинный нагревательный ­аппарат извлекают на поверхность. ­

По опытным данным, температура воспламенения нефти в пласте находится в пределах 150 – 315 ⁰С. Однако воз­можны случаи зажигания нефти в пластах и при более высоких температурах (500 ⁰С и выше).

Под действием высокой температуры фронта горения нефть в пласте претерпевает термохимические изменения, при которых часть ее превращается в углеводородные газы, а часть - в коксоподобный остаток, откладывающийся в поровых каналах. Углеводородныйгаз вместе с продуктами горения и частью нефти отбирается через эксплуатационные скважины, коксоподобный остаток сгорает в пласте.

Выделяющиеся продукты горения с высокой температуро­й, двигаясь по пласту, отдают тепло нефтесодержащей по­роде. В результате того, что вязкость нефти резко снижается, увеличиваются нефтеотдача пласта и дебиты эксплуатационных скважин. В процессе осуществления ВДОГ часть пласто­вой нефти (до 15 %) сгорает.

Технология разработки пласта при помощи ВДОГ может быть различной. Наиболее распространенным является пря­моточный вариант (рис. 4), когда зажигание пласта и подачу окислителя осуществляют через одну и ту же скважину. При этом очаг горения и поток окислителя движутся в одном направлении - от зажигательной (нагнетательной) скважины к эксплуатационным. На рисунке показана схема распределения температур по зонам процесса горения.

Весь процесс внутрипластового горения представлен отдельными зонами, характеризующимися различными реакциями и различным состоянием веществ. Выделяются зоны: пластовой температуры, предварительного нагрева, испарения, термохимической реакции, горения, регенерации тепла. Температуру каждой зоны можно определить по кривой, ограничивающей заштрихованные области.

Первая зона характеризуется низкой температурой, близкой к пластовой. Здесь нефть еще не подвергается тепловой обработке.

В зоне предварительного нагрева температура достигает 100 ⁰С. В результате фракции нефти, поступившие из последующих зон, конденсируются, а вязкость пластовой нефти снижается. В этой зоне конденсируются и пары пластовой воды.

В зоне испарения температура достигает 150 - 200 ⁰С. Основная особенность зоны заключается в наличии перегретых насыщенных паров нефти и воды. В последующей зоне т емпература резко возрастает, и процессы испарения переходят в термохимические с образование твердого коксового остатка, откладываемого в порах пласта.

Рис. 4 – Схема процесса ВДОГ (прямоточный вариант):

а – распределение температуры; б – распределение нефтенасыщенности; в – распределение водонасыщенности;

1 – зона пластовой температуры; 2 – зона предварительного повышения температуры; 3 – зона испарения; 4 – зона термохимических реакций; 5 – зона горения; 6 – зона регенераций тепла.

Этот остаток является основным топливным материалом, обеспечивающим поддержание в пласте горения при непрерывном нагнетании с поверхности окислителя. Дальнейшее развитие окислительного процесса происходит в зоне горения. Если в зоне термохимической реакции, помимо продуктов полного сгорания, образуются легкие углеводородные фракции и кислородные соединения, то в зоне горения кислород взаимодействует в основном с коксовым остатком, занимающим поры пласта и обволакивающим отдельные песчинки породы. Максимальная температура в зоне горения достигает 500 – 600 ⁰С. При достаточном количестве окислителя коксовый остаток полностью сгорает.

В последней зоне – регенерации тепла – аккумулируется все тепло, которое затем отдается потоку окислителя.

Кроме продуктов горения, имеющих высокую температуру, извлечению нефти способствуют пары воды и конденсат легких углеводородов.

Пары воды, конденсируясь, образуют отточку (вал) из горячей воды, которая эффективно вытесняет нефть. Таким образом, высокая нефтеотдача при ВДОГ обусловлена совместным действием различных методов воздействия на пласт – горячей воды, пара и растворителей.

Условиями, благоприятствующими проведению процесса ВДОГ, являются:

- залегание залежи на глубине 50 - 1000 м с коллектора­ми, мощность которых колеблется в пределе 3 -15м;

- остаточная нефтенасыщенность должна составлять не менее 50 - 60 %, первоначальная обводненность - не более 40 % и пористость пласта - 12 - 43 % и более.

Для осуществления процесса ВДОГ, в качестве одного из главных рабочих агентов необходим очищенный газ (воздух без различных примесей с небольшим содержанием кислорода).

Р азличают очистку от твердой взвеси и очистку от сероводорода и углекислоты.

Очистка газа от твердых взвесей имеет особо важное значение, так как от качества очистки зависит надежность работы всей системы и оборудования. Твердые взвеси (частицы пыли) различаются по раз­меру: крупные - 100-500мкм, мелкие 10-100мкм, тонкие 0,1-10 мкм и весьма тонкие - менее O,1 мкм. Содержание твердой взвеси в газовых потоках (запыленность) колеблется от 3 до 20 г на 1000 м³, газа и зависит состава газа.

Необходимость очистки газа от сероводорода и углекислоты обусловлена требованиями противокоррозионной защиты труб, оборудования и приборов, технологией переработки природных газов.

Осушка газа от капельной жидкости осуществляется для предотвращения ее скопления и образования кристаллогидратов и ледя­ных пробок в трубопроводе. Выбор способа очистки и осушки газа зависит от технико-экономических факторов, а также от местных условии и требований к степени осушки газа. Для одновременной очистки и осушки газа применяют комбинированные установки.

Очистка газа от механических примесей (пыли) осуществляется в аппаратах различающихся по принципу действия на аппараты сухого и мокрого отделения пыли. К аппара­там сухого отделения пыли относятся гравитационные сепара­торы, различные фильтры и циклонные пылеуловители, принцип действия которых основан на отделение пыли главным образом за счет сил тяжести твердых примесей и инерции.

Гравитационные сепараторы представляют собой простейшее пылеулавливающее оборудование, в котором взвесь газа, осаждается под действием сил тяжести примесей и в результате снижения скоростей протекания газа в отстойных камерах. В циклонных сепараторах взвесь _ осаждается под действием центробежных сил. Эти аппараты улавливают частицы диаметром свыше 40мкм.

К аппаратам мокрого отделения пыли относятся главным образом масляные пылеуловители. Принцип действия этих аппаратов, основан на смачивании взвеси газа промывочной жидкостью, которая отдe­ляется от газового потока, выводится из аппарата для регенерации или отстоя и затем возвращается в аппарат.

На рис. 5 представлен вертикальный масленый пылеуловитель с жалю­зийной скрубберной секцией, обеспе­чивающий высокую степень очистки газа от пыли за счет уменьшения скорости потока и контакта с соляровым маслом. Газ, подлежащий очистке, проходит через патрубок ввода газа в газопромывочную сек­цию и направляется в контактные газопромывочные трубки, в которых он очищается от твердой взвеси. Очищенный от пыли газ с каплями промывочной жидкости, содержащей твердую взвесь выбрасывается в секцию 6, где в результате осаждаются кpyпныe капли промывочной жидкости, после чего через выводной патрубок отводится в газопровод.

Горизонтальные пылеуловители по принципу действия не отличаются от вертикальных пылеуловителей.

Масляные пылеуловители

Эксплуатация масляных пылеуловителей показывает, что степень очистки газа от твердой взвеси достигает почти 100%. В пылеуловитель заливают около 2 тонн солярового масла после чего через это масло пропускают газ. Твердые взвеси остаются в масле, а чистый газ поступает в отстойники 2. После чего масло поступает на переработку, а чистый газ в газопровод.

Рисунок – 5 Масляный пылеуловитель.

1 – люк-лаз; 2 – штуцера для уровнемера; 3 – патрубок ввода газа; 4 – штуцера для дифманометра; 5 – патрубок вывода газа; 6 – секция осаждения пыли; 7,8 – контактные и дренажные рубки; 9 – трубка для слива и налива промывочной жидкости.

Очистка газа от сероводорода и углекислоты.

Она осуществляется на специальных установках сероочистителях. Наиболее эффективным способом является этаноламиновый (рис.7). Этот способ основан на использовании моноэтаноламина, позволяющего одновременно извлекать из газа сероводород и углекислоту. На рисунке представлена схема МЭА метода очистки газа. Очищаемый газ поступает в абсорбер, где контактирует с раствором МЭА. Очищенный газ уходит из абсорбера, а раствор, насыщенный сероводородом и углекислотой, направляется на дальнейшую обработку.

Рисунок 6 – Схема очистки газа масляным пылеуловителем.

1 – пылеуловители; 2 – отстойники; 3 – аккумулятор; 4,5,6 – емкости для масла; 7 – насос.

Осушка газа.

Осуществляется на специальных установках, работающих по принципу абсорбции и адсорбции. Наибольшее распространение имеет абсорбционный способ, в котором в качестве абсорбента используют гликоли. Влажный газ поступает в нижнюю скубберную секцию 1 (рис.8), где отделяется от капельной жидкости, далее поступает в контактор, где двигаясь снизу вверх осушается и отделяется от капель абсорбента. После чего поступает в газопровод.

Осушка газа твердыми поглотителями.

Осушка газа твердыми поглотителями осуществляется применением различных адсорбентов, обладающих способностью адсорбировать влагу и углеводороды из газа. Влажный газ проходит через сепаратор 1 (рис.9), где очищается от капельной жидкости и механических примесей и направляется в адсорбер 15 для осушки, после чего поступает в адсорбер 16 для полной осушки и отбензинования, после чего направляется в газопровод.

Рисунок 7 – Схема очистки газа от сероводорода и углекислоты раствором моноэтаноламина.

Рисунок 8 – Технологическая схема установки осушки газа гликолями

Рисунок 9 – Технологическая схема адсорбционной установки для осушки газа твердыми поглотителями.

Существуют два способа разжигания пласта: самопроизвольное и искусственное. Первый способ используют на месторождениях, где нефть быстро окисляется кислородом. Для создания очага горения в пластах, где самопроизвольное гo­рение не происходит, применяют различные глубинные элек­трические и газовые нагреватели, химические средства и др.

При искусственном способе количество тепла, вводимого на прогрев 1 м мощности пласта, колеблется в пределах от 1,041 до 11 ,5 ГДж при расходе воздуха от 200 до 1100 м^З/сут.

Они довольно просты и удобны. Электронагреватели, ­используемые для этих целей, эксплуатируются продолжительное время на забое скважины при температуре более 700 ⁰С. Мощность их колеблется в пределах 10 – 75 кВт.

Газовый нагреватель обычно спускают в зажигательную скважину до кровли продуктивного пласта на трубах через лубрикатор или колонну труб с обратным клапаном. Мощность забойных газовых нагревателей составляет 6,3 - 16,8 ГДж

О начале горения в пласте и об образовании внутрипластового очага горения судят по данным замеров забойной ­температуры, приемистости нагнетательной скважины, а так же по данным анализа выходящей, газообразной продукции.

Повышение температуры на забое нагнетательной ­скважины, снижение ее приемистости, резкое снижение содержания кислорода и увеличение содержания СО₂ и СО в ­выходящей газообразной продукции свидетельствуют об образовании в пласте очага горения.

Регулирование скорости перемещения фронта горения эксплуатационным скважинам и обеспечение равномерности его продвижения достигаются путем ограничения (или увеличения) отборов продукции из соответствующих эксплуатационных скважин.

Процесс ВДОГ заканчивается прорывом воды эксплутационных скважин и резким увеличением газового фактора. Это свидетельствует о подходе фронта горения к эксплутационным скважинам и, следовательно, о выработке всего участка пласта.

На рис. 10 показан глубинный газовоздушный огневой нагреватель конструкции ИГиРГИ и КраснодарНИПИнефти, работающим на газообразном топливе, а на рис. - нагрева­тель конструкции НГДУ Ишимбай-нефть. На рис. 11 приведена принципиальная схема глубинного огневого нагревателя кон­струкции НГДУ Бориславнефть, работающего на жидком топ­ливе.

Рисунок 10 - Глубинный газовоздушный огневой нагреватель конструкции ИГиРГИ:

1 – насосно-компрессорная колонна; 2 - воздухораспределительные камеры; З - керамические насадки; 4 - соединительная муфта; 5 – запальная свеча; 6 - распределитель топливного газа; 7- термо­пара; 8 - посадочный. конус; 9 - тру­бы для подачи топливного газа.

Рисунок 11 - Глубинный огневой нагреватель конструкции НГДУ Ишимбайнефть:

1 – крепление насосно-компрессорных труб с нагревателем; 2 - форкамера; 3 - кожух камеры сгорания; 4 - запальное устройство; 5 - секция жаровых труб; 6 - эксплуатационная колонна.

Рисунок 12 - Схема глубинноогневого нагревателя конструкции НГДУ Борucлавнeфmь, работаю­щего на жидком топливе:

а - двухрядная колонна; б - однорядная Колонна;

1 - насосно-компрессорные трубы; 2 - сепаратор; 3 - запальное уст­ройство; 4 - конусное гнезда для посадки запального устройства; 5 - камера сгорания; 6 - кожух камеры сгорания; 7 -эксплуатаци­онная колонна; 8 - замковая опора; 9 - фильтр

Нагреватель спускают в скважину на насосно­-компрессорных трубах, по которым под определенным давле­нием подается топливовоздушная смесь.

До поступления в камеру сгорания топливо и воздух разделяются в сепараторе. Нагреватель имеет запальное уст­ройство. ­

Тепловая мощность нагревателя колеблется в пределах 5,8 - 23,2 кВт.

Для подачи воздуха в процессе ВДОГ используют различные типы компрессо­ров высокого (5 - 1 О МПа) и среднего (З,5 - 5,0 МПа) дав­ления с различными приво­дами.

Институт ТатНИИнефтемаш разработал несколько вариантов компрессорных станций для ВДОГ.

Так, например, компрессорная станция типа КС-20/45 включает в себя два компрессора. Производи­тельность каждого компрес­сора - 20 м³/сут, давление нагнетания - 4,5 МПа, общая мощность электродвигателей - 500 кВт. Компрессорная станция выпол­нена в блочном исполнении, что упрощает монтаж в промысловых условиях, облегчает транспортирование, исключает необходимость в строительстве капитальных зданий и сооружений.